JP2013124926A - 太陽光発電情報算出方法および太陽光発電情報算出装置 - Google Patents

Abstract

【課題】単位時間あたりの日射量が０．１２ｋＷ／ｍ^２未満であったため無視された日照時間を補完することを目的とする。
【解決手段】太陽光発電における発電量の算出において、使用される情報を算出する予測装置１が、気象センタ装置などから取得した予報気象情報を基に、ｈ２（ｎ）＝ｒ×（Ｔ−Ｔｍｉｎ）＋ｈ１（ｎ）の式を用いて、無視された日照時間を補完する日照時間予測部１０３を有することを特徴とする。ここで、ｎは算出対象時刻、ｈ２（ｎ）は算出される日照時間、ｒは予め設定されている気温補正係数、Ｔは気象情報に含まれる、算出対象時刻における平均気温、Ｔｍｉｎは気象情報に含まれる、算出対象日の最低気温、ｈ１（ｎ）は、予め設定されている日照時間定数である。
【選択図】図１

Description

本発明は、太陽光の発電量算出における太陽光発電情報算出方法および太陽光発電情報算出装置の技術に関する。

低炭素社会実現のため、近年、太陽光発電や、風力発電といった再生可能エネルギを、系統に対し大量に連系する技術が求められている。

水力発電などによる従来の発電システムでは、需要量を予測して、その予測された需要量に基づいて発電量を制御している。これに対し、太陽光発電や、風力発電といった再生可能エネルギを利用する発電システムでは、需要量に合わせた発電量の制御が不可能なため、需要量の予測を行うとともに、発電量の予測を行うことで電力需給バランスを算出する必要がある。

しかし、太陽光発電や、風力発電といった再生可能エネルギの発電量は、気象状況の変化による影響を受けやすい。そのため、それらを電力系統に大量に連系した場合、気象状況の変化による影響が電力系統を乱す要因となり好ましくない。このような問題を解決するには、太陽光発電、風力発電といった再生可能エネルギの発電量を予測し、これらの再生可能エネルギを連系した電力系統側で発電量の変化に耐えられる運用を行う必要がある。そのため、現在、太陽光発電量や、風力発電量の予測の研究・技術開発が活発に行われている。

ここで、太陽光発電と風力発電とを比較すると、風力発電は風況に恵まれた土地にしか適さないことや、低周波音の問題があることから、需要家に近いマイクログリッドでの運用を想定した場合、再生可能エネルギの電源としては太陽光発電のほうが適している。

近年の研究・技術開発により、太陽光発電の発電量予測方法もしくは発電量推定方法は数件考案されているが、その中でも比較的シンプルな発電量推定方法は、非特許文献１に記載されている算出式を応用した以下の式（１）である。

Ｐ＝（Ｊｈｓ×Ｖ×δ）／Ｌ ・・・ （１）

ここで、Ｐは太陽光発電量（単位：ｋＷｈ）であり、Ｊｈｓは斜面全天日射量（単位：ｋＷｈ／ｍ^２／ｈ）であり、Ｖは太陽光パネル発電容量（単位：ｋＷ）であり、Ｌは日射量（単位：ｋＷ／ｍ^２）であり、δはシステム出力係数である。

ここで、斜面全天日射量Ｊｈｓの推定値は、設備や、実績値を考慮して気象情報を提供する企業、団体（以下、気象センタと適宜称する）を選択し、気象情報を取得することが適当であるが、企業、団体によっては取得可能な太陽光の照射状況データが斜面全天日射量ではなく、日照時間（太陽光照射値）となる場合もある。

この日照時間の定義は、地面への直達日射量が単位時間あたり０．１２ｋｗ／ｍ^２以上照射された時間のことである。現状では、０．１２ｋｗ／ｍ^２未満の日射量が照射している時間は日射量計測の誤差低減のために無視される。つまり、単位時間あたりの日射量が０．１２ｋｗ／ｍ^２未満の日射量（日照時間）は計測機器の誤差の可能性があるため、無視されている。これは、気象センタから将来の気象情報を取得して、未来の発電量を算出する場合も同じである。つまり、気象センタから送られてくる未来の日照時間において、単位時間あたり０．１２ｋｗ／ｍ^２未満の日射量が照射している時間は、日照時間「０」として送られてくる。すなわち、日照時間に欠損値が生じる。

そのため、日照時間を使用して太陽光発電量を予測しようとした場合、単位時間あたり０．１２ｋｗ／ｍ^２未満の日照時間が無視されてしまうため、この時間の日射量は「０」となってしまう。すなわち、以下の式（２）において、Ｓ＜０．１２ｋｗ／ｍ^２のとき、Ｔ＝０となるため、この時間の全天日射量Ｊは「０」となってしまう。

Ｊ＝Ｓ＊Ｔ／６０ ・・・（２）

ここで、Ｊは全天日射量（単位：ｋＷｈ／ｍ^２／ｈ）であり、Ｔは日照時間（単位：ｍｉｎ）であり、Ｓは１分間あたりの日射量（単位：ｋＷｈ／ｍ^２）である。この全天日射量に太陽光発電パネルの傾斜を考慮すると、式（１）の斜面全天日射量Ｊｈｓとなる。

また、特許文献１では、日照時間から大気透過率を求めることで日射量を算出する日射量演算装置および方法が開示されている。

特開２００６−２３４５９１号公報

「太陽光発電システムの発電電力量推定方法」、JIS C8907:2005

太陽光発電の電源のみによる電力系統の運用を想定した場合、単位時間あたり０．１２ｋｗ／ｍ^２未満の日射量（日照時間）を無視したことによる日照時間の予報誤差による影響が想定よりも大きく、太陽光発電の電力供給量を正確に予測できない。つまり、曇天であったり、日の出、日の入直後のときなど、実際には微弱な日照時間（日射量）が計測されていても、それらの日照時間が計測機器の誤差として無視されてしまう。結果として、実際に計測されるはずなのにもかかわらず、日照時間が「０」となってしまうという状況が生じてしまう。
このような誤差は、３０分毎や、１時間毎など短周期で日射量や、太陽光発電量を予測しようとした場合、実際には日射量や、太陽光発電量が「０」ではないのに、「０」となってしまう時間帯ができてしまう。

特に、単位時間あたり０．１２ｋｗ／ｍ^２未満の日射量（日照時間）が数時間続いた場合、全天日射量の実績値の積算値は増加していくはずであるが、全天日射量Ｊの予測値の積算値は増加しないため、電力供給量の予測値が実績値に比べて小さくなってしまう。

また、発電量の予測には、１日単位、１週間単位などの中長周期の予測に加えて、３０分単位、１時間単位などの短周期予測も重要である。
しかしながら、太陽光発電を含む電力発電システムにおいて、３０分単位、１時間単位といった短周期で太陽光発電量を予測計算する際に、日照時間のデータに計測誤差を無視したデータが含まれていると、本来日照を受けている時間であるにもかかわらず日照時間としてカウントされない場合が生じてしまう。つまり、日照時間が無視されているデータが含まれていても、中長期的な予測では、その影響は小さい。しかしながら、３０分単位、１時間単位といった短周期的な予測では、実際には発電しているのに、太陽光の発電予測量が「０」となる時間帯が生じてしまう。
結果として、日射量、太陽光発電量の計算結果に誤差を生じるという事態が生じてしまう。

実際には誤差ではないにもかかわらず、計測誤差として無視されてしまうという問題の改善策として、システムを設置する場所において日照時間の実績値を収集し、最適化手法を用いて、誤差として無視されてしまった時間の日照時間を予測する方法が考えられる。しかし、気象予報のための日射計よりも精度が高く、かつ外乱の影響を受けない計器が必要となることや、実績値の収集に年月を要することから、この方法を用いて日照時間の予測誤差を低減することは現実的ではない。

また、特許文献１に記載の技術は、月単位、１０日単位、５日単位といった比較的長周期の日射量を算出する方法である。そして、特許文献１に記載の技術では、単位時間あたり０．１２ｋｗ／ｍ^２未満の日射量（日照時間）が誤差として無視されてしまうという課題については考慮していない。従って、１時間単位、３０分単位で日射量や、太陽光発電量を予測することには向いておらず、ひいては電力需給運用には適していない。

このような背景に鑑みて本発明がなされたのであり、本発明は、太陽光照射値の欠損値を補完することを目的とする。

前記課題を解決するため、本発明は、太陽光発電における発電量の算出において、使用される情報を算出する太陽光発電情報算出装置における太陽光発電情報算出方法であって、前記太陽光発電情報算出装置は、欠損値を有する前記太陽光照射値を記憶部に格納しており、前記記憶部に格納されている気象情報を基に、欠損している太陽光照射値を算出することを特徴とする。
その他の解決手段については、実施形態中で適宜説明する。

本発明によれば、太陽光照射値の欠損値を補完することができる。

本実施形態に係る予測装置の構成例を示す図である。 本実施形態に係る太陽光発電管理システムの構成例を示す図である。 本実施形態に係る発電量予測処理の手順を示すフローチャートである。 本実施形態に係るベース日照時間作成処理の手順を示すフローチャートである（その１）。 本実施形態に係るベース日照時間作成処理の手順を示すフローチャートである（その２）。 比較例に係る日照時間の予測方法を用いて太陽光発電量の予測を行った結果である 本実施形態に係る日照時間の予測方法を用いて太陽光発電量の予測を行った結果である。

次に、本発明を実施するための形態（「実施形態」という）について、適宜図面を参照しながら詳細に説明する。

（予測装置）
図１は、本実施形態に係る予測装置の構成例を示す図である。
太陽光発電情報算出装置である予測装置１は、情報を処理する処理部１００、情報を記憶する記憶部２００、情報の送受信を行う通信部３００を有する。
処理部１００は、情報取得部１０１、ベース日照時間作成部１０２、日照時間予測部（算出部）１０３、平滑化処理部１０４、予測発電量算出部１０５、スケジュール部１０６を有する。
情報取得部１０１は、通信部３００を介して情報管理装置４（図２）から予報気象情報（気象情報）などを取得し、記憶部２００に記憶する。
ベース日照時間作成部１０２は、記憶部２００に格納されている予報気象情報のうち、予測対象日の日照時間、日の出時刻、日の入時刻などを基に日照時間の予測・補完の基となるベース日照時間（日照時間定数）を作成する。

日照時間予測部１０３は、ベース日照時間作成部１０２で作成されたベース日照時間と、予報気象情報のうちの気温に関する情報などから、計測誤差とみなされ情報が得られていない（欠損値）時間帯の日照時間（太陽光照射値）を予測・補完する。
平滑化処理部１０４は、日照時間予測部１０３で予測・補完された日照時間を移動平均によって平滑化する。なお、平滑化処理部１０４は省略可能である。
予測発電量算出部１０５は、平滑化処理部１０４で平滑化された日照時間を用いて、太陽光発電システム７（図２）における予測発電量を算出する。
スケジュール部１０６は、予測発電量算出部１０５において算出された太陽光発電システム７における発電量などをユーザが知りたい期間毎の発電量にまとめる。

なお、記憶部２００には、情報管理装置４から取得した太陽光パネルの設置位置、角度などのパネル設置条件、太陽光発電システム７の発電効率、インバータの直交変換効率などの発電損失率なども記憶されている。
また、処理部１００、各部１０１〜１０６は、図示しないＲＯＭ（Read Only Memory）や、ＨＤ（Hard Disk）に格納されたプログラムが、ＲＡＭ（Random Access Memory）に展開され、ＣＰＵ（Central Processing Unit）によって実行されることによって具現化する。

（太陽光発電管理システム）
図２は、本実施形態に係る太陽光発電管理システムの構成例を示す図である。
太陽光発電管理システムＺは、予測装置１、ＧＷ(Gate Way)装置２、気象情報取得装置３、情報管理装置４、系統情報取得装置５、情報配信装置６および太陽光発電システム７を有する。

予測装置１は、気象センタ装置８から収集した予報気象情報を基に、計測誤差と判定され、無視された日照時間を補完予測し、さらに補完予測した日照時間を基に太陽光発電量を算出する。
ＧＷ装置２は、ＶＰＮ（Virtual Private Network）あるいは公衆回線などのネットワーク１１を介して気象センタに設置されている気象センタ装置８に接続しており、ネットワーク１１からの情報のうち、必要な情報を通過させ、不要な情報を遮断する。

気象情報取得装置３は、ネットワーク１１経由で予測対象日の日照時間、気温、湿度、積雪量、降雨量などの情報を含む予報気象情報を、気象センタ装置８から定周期で受信し、その他にも１日１回の周期で日の出時刻、日の入り時刻などの情報も予報気象情報として受信する。
情報管理装置４は、気象情報取得装置３が取得した日照時間、気温、湿度、積雪量、降雨量などの情報や、日の出、日の入時刻に関する情報を含む予報気象情報や、系統情報取得装置５が取得した系統実績情報の保存・管理を行う。なお、予報気象情報は、未来の予報情報として定期的に配信・取得され、新たな予報情報が配信された場合には、その都度最新の情報に更新されていく。

系統情報取得装置５は、太陽光発電システム７や系統設備の情報である系統情報を、情報配信装置６を介して太陽光発電システム７などから受信する。系統情報は、太陽光発電システム７が発電した実績発電量と、系統設備や太陽光発電システム７の電流、電圧、周波数、有効電力、無効電力などの数値情報と、系統設備に接続した設備の設備状態などの情報を含む。ここで、系統設備とは、太陽光発電システム７で発電された電力が配電・消費される設備である。

情報配信装置６は、自身に接続されている太陽光発電システム７と系統設備との情報である系統情報を収集・保持し、周期的に系統情報取得装置５へ系統情報を配信する。
太陽光発電システム７は、情報配信装置６と接続しており、少なくとも１つの太陽光発電器を有する発電システムであり、一定周期で太陽光発電システム７自身が発電した総発電量、太陽光発電システム７自身の設備情報などを収集し、系統情報に含めて情報配信装置６へ送信する。系統情報を送信した後、太陽光発電システム７は送信した系統情報を削除してもよい。
気象センタ装置８は、気象センタに設置されている装置であり、予報気象情報などの情報を送信している。

ネットワーク１１は、ＧＷ装置２と、気象センタ装置８とが接続されているＶＰＮあるいは公衆回線などのネットワークである。
Ｗｅｂ−ＬＡＮ（Local Area Network）１２は、ＧＷ装置２と、気象情報取得装置３が接続されているＬＡＮであり、気象情報取得装置３がネットワーク１１から受信する応答電文や、気象情報取得装置３からネットワーク１１に対して送信される要求電文が流れる。

基幹ＬＡＮ１３は、気象情報取得装置３、情報管理装置４、系統情報取得装置５、予測装置１が互いに接続されているＬＡＮであり、気象情報取得装置３、系統情報取得装置５が情報管理装置４に対して送信する電文や、予測装置１が情報管理装置４に対して送信する要求電文や、予測装置１が情報管理装置４から受信する応答電文などが流れる。

設備ＬＡＮ１４は、系統情報取得装置５や、情報配信装置６が接続されているＬＡＮであり、情報配信装置６から系統情報取得装置５に対して送信される電文が流れる。

（全体処理）
図３は、本実施形態に係る発電量予測処理の手順を示すフローチャートである。
なお、各処理においてすべての時刻についての処理が行われる。
まず、情報取得部１０１が、情報管理装置４から予測対象日の日の出時刻、日の入り時刻、時刻毎の取得日照時間、時刻毎の予報気温などの予報気象情報を取得する予報気象情報取得処理を行い（Ｓ１０１）、記憶部２００に格納する。この予報気象情報に含まれる日照時間（取得日照時間）において、前記したように単位時間あたり０．１２ｋｗ／ｍ^２未満の日射量である日照時間は「０」となっている。また。前記したように、新たな予報気象情報が配信される都度、情報取得部１０１は予報気象情報を更新する。

次に、ベース日照時間作成部１０２が、図４Ａ，図４Ｂのフローチャートに示す手順に従ってベース日照時間を時刻毎に作成するベース日照時間作成処理を行う（Ｓ１０２）。詳細は、図４Ａ，図４Ｂにて示すが、この処理においてベース日照時間作成部１０２は、日照時間が所定の値未満（つまり、計測誤差とみなされカウントされていない日照時間）にベース日照時間定数を設定する。

次に、日照時間予測部１０３は、ステップＳ１０２で作成したベース日照時間が設定された時刻に対し、以下の式（３）から予測日照時間ｈ２（ｎ）を時刻毎に算出する予測日照時間算出処理を行う（Ｓ１０３）。

ｈ２（ｎ）＝ｒ×（Ｔ−Ｔｍｉｎ）＋ｈ１（ｎ） ・・・ （３）

ここで、ｎは予測対象時刻、ｈ２（ｎ）は予測日照時間、ｒは気温補正係数、Ｔは予測対象時刻の予報平均気温、Ｔｍｉｎは予測対象日の予報最低気温、ｈ１（ｎ）はステップＳ１０１で作成した予測対象時刻ｎにおけるベース日照時間（日照時間定数）である。
これらのうち、気温補正係数ｒはユーザによって季節や、月毎に予め設定されている。平均気温Ｔは時刻ｎ−１から時刻ｎの間のその日の予報平均気温であるが、時刻ｎ−１から時刻ｎ＋１までの予報平均気温などとしてもよい。
つまり、予測が３０分毎に行われている場合、ｎが０：３０であるとすると、ｈ２（ｎ）は０：００〜０：３０までの予測日照時間を示すものとする。なお、ｎが０：１５のようにして、ｈ２（ｎ）は０：００〜０：３０までの予測日照時間を示すものとしてもよい。

次に、平滑化処理部１０４は、すべてのｎについて以下の式（４）を算出して、予測日照時間ｈ２（ｎ）の移動平均を算出する平滑化処理を行う（Ｓ１０４）。これにより、予測日照時間ｈ２（ｎ）のノイズが平滑化される。なお、式（４）では、前後３時刻分の移動平均を算出しているが、ｔ時刻分（ｔ≧２）分の移動平均を算出してもよい。また、ステップＳ１０３は省略可能である。

ｈ３（ｎ）＝｛ｈ２（ｎ−１）＋ｈ２（ｎ）＋ｈ２（ｎ＋１）｝／３ ・・・ （４）

なお、式（４）の移動平均をとる期間は、ｎ，ｎ＋１，ｎ＋２などとしてもよく、式（４）の期間に限られない。

そして、予測発電量算出部１０５が、算出した予測日照時間と、取得した取得日照時間から時刻毎の予測発電量を算出する予測発電量算出処理を行う（Ｓ１０５）。日照時間から発電量を算出する際には、例えば式（１）、式（２）などが使用される。

次に、スケジュール部１０６が、ステップＳ１０５で算出された予測発電量をユーザが知りたい期間毎の発電量にまとめる発電スケジュール作成処理を行う（Ｓ１０６）。例えば、ユーザが日単位の発電量を知りたい場合には、スケジュール部１０６が作成した予測発電量を日単位で加算する。

そして、スケジュール部１０６が通信部３００を介してステップＳ１０６で作成された発電スケジュールを電力需給管理システム（不図示）などに送信する発電スケジュール送信処理を行う（Ｓ１０７）。

（ベース日照時間作成処理）
図４Ａおよび図４Ｂは、本実施形態に係るベース日照時間作成処理（図３のステップＳ１０２）の手順を示すフローチャートである。
まず、ベース日照時間作成部１０２は処理対象時刻ｎを最初の時刻に設定する（図４ＡのＳ２０１）。ここでは、予測対象日の０：３０とする。
次に、ベース日照時間作成部１０２は、処理対象時刻ｎが日の出時刻以前であるか否かを判定する（Ｓ２０２）。
ステップＳ２０２の結果、処理対象時刻ｎが日の出時刻以前であれば（Ｓ２０２→Ｙｅｓ）、太陽がまだ出ていないので、ベース日照時間作成部１０２は図４ＢのステップＳ２１７へ処理を進める。
ステップＳ２０２の結果、処理対象時刻ｎが日の出時刻より後であれば（Ｓ２０２→Ｎｏ）ベース日照時間作成部１０２は、処理対象時刻ｎが日の入時刻以後であるか否かを判定する（Ｓ２０３）。

ステップＳ２０３の結果、処理対象時刻ｎが日の入時刻以後であれば（Ｓ２０３→Ｙｅｓ）、太陽が没した後なので、ベース日照時間作成部１０２は図４ＢのステップＳ２１７へ処理を進める。
ステップＳ２０３の結果、処理対象時刻ｎが日の入時刻より前であれば（Ｓ２０３→Ｎｏ）、ベース日照時間作成部１０２は処理対象時刻ｎが最初の測定時刻であるか否かを判定する（Ｓ２０４）。
ステップＳ２０４の結果、処理対象時刻ｎが最初の測定時刻であれば（Ｓ２０４→Ｙｅｓ）、ベース日照時間作成部１０２は、処理対象時刻ｎを日の出時刻まで戻らせる（Ｓ２０５）。
そして、処理対象時刻ｎのベース日照時間ｈ１（ｎ）を予め設定してある日照時間定数とする（Ｓ２０６）。日照時間定数は、時刻毎に予め設定されている値である。

ここで、最初の測定時刻について、図５（ａ）を参照して説明する。
図５（ａ）における実線は、太陽光発電における実績発電量の推移を示している。これに対し、破線は日照時間を基に算出された予測発電量を示している。
図５（ａ）の符号５０１の時刻において、実績発電量が初めて「０」より大きい値となっている。つまり、この時刻までに太陽が上り、太陽光発電システム７（図２）が発電を行っていることになる。そこで、符号５０１（５：３０）を日の出とする。しかしながら、符号５０１の時刻における推定発電量は、「０」のままである。これは、前記したように予測される単位時間あたりの日射量（日照時間）が０．１２ｋｗ／ｍ^２未満であるため、日照時間が無視されてしまったためである。この状態が、１０：００まで続き、符号５０２の時刻（１０：３０）において、初めて予測発電量が算出されている。これは、この時刻において、初めて予測される単位時間あたりの日射量（日照時間）が０．１２ｋｗ／ｍ^２を超えたためである。この符号５０２の時刻（１０：３０）を最初の測定時刻とする。

そして、ベース日照時間作成部１０２は、処理対象時刻ｎが最初の測定時刻であるか否かを判定する（Ｓ２０７）。
ステップＳ２０７の結果、処理対象時刻ｎが最初の測定時刻ではない場合（Ｓ２０７→Ｎｏ）、ベース日照時間作成部１０２は処理対象時刻ｎを３０分進め（Ｓ２０８）、ステップＳ２０６へ処理を戻す。
ステップＳ２０７の結果、処理対象時刻ｎが最初の測定時刻である場合（Ｓ２０７→Ｙｅｓ）、ベース日照時間作成部１０２は、処理対象時刻ｎをステップＳ２０４の段階での時刻に戻し（Ｓ２０９）、ベース日照時間作成部１０２は図４ＢのステップＳ２１０へ処理を進める。

ステップＳ２０４の結果、処理対象時刻ｎが最初の測定時刻ではない場合（Ｓ２０４→Ｎｏ）、ベース日照時間作成部１０２は処理対象時刻ｎが最後の測定時刻より後の時刻であるか否かを判定する（図４ＢのＳ２１０）。
ここで、最後の測定時刻について、図５（ａ）を参照して説明する。
前記したように、図５（ａ）における実線は、太陽光発電における実績発電量の推移を示している。これに対し、破線は予測発電量を示している。
日の出時刻の場合と同様に、実績発電量が「０」以上となっている最後の時刻を日の入時刻とする。つまり、この時刻までは太陽が上っており、太陽光発電システム７が発電を行っていることになる。そこで、図５（ａ）の例では符号５０４（１９：３０）の時刻がこのような時刻に相当し、この時刻を日の入時刻とする。しかしながら、推定発電量は、符号５０３の後の１７：３０以降「０」のままである。これは、前記したように予測される単位時間あたりの日射量（日照時間）が０．１２ｋｗ／ｍ^２未満であるため、日照時間が無視されてしまったためである。従って、予測される単位時間あたりの日射量（日照時間）が０．１２ｋｗ／ｍ^２を超えている最後の時刻である符号５０３（１７：００）の時刻を最後の測定時刻とする。

ステップＳ２１０の結果、処理対象時刻ｎが最後の測定時刻より後の時刻である場合（Ｓ２１０→Ｙｅｓ）、ベース日照時間作成部１０２はベース日照時間ｈ１（ｎ）を日照時間定数とし（Ｓ２１１）、処理対象時刻ｎが日の入時刻より後であるか否かを判定する（Ｓ２１２）。
ステップＳ２１２の結果、処理対象時刻ｎが日の入時刻以前である場合（Ｓ２１２→Ｎｏ）、ベース日照時間作成部１０２は処理対象時刻ｎを３０分進め（Ｓ２１３）、ステップＳ２１１へ処理を戻す。
ステップＳ２１２の結果、処理対象時刻ｎが最後の測定時刻より後の時刻である場合（Ｓ２１２→Ｙｅｓ）、ベース日照時間作成部１０２は、処理対象時刻ｎをステップＳ２０７の段階での時刻に戻し（Ｓ２１４）、ベース日照時間作成部１０２はステップＳ２１７へ処理を進める。

ステップＳ２１０の結果、処理対象時刻ｎが最後の測定時刻以前の時刻である場合（Ｓ２１０→Ｎｏ）、ベース日照時間作成部１０２は、取得日照時間が所定の値未満の値であるか否かを判定する（Ｓ２１５）。なお、ステップＳ２１５において、ベース日照時間作成部１０２が取得日照時間が「０」であるか否かを判定するようにしてもよい。
ステップＳ２１５の結果、取得日照時間が、その時刻の所定の値以上の値である場合（Ｓ２１５→Ｎｏ）、ベース日照時間作成部１０２はステップＳ２１７へ処理を進める。
ステップＳ２１５の結果、取得日照時間がその時刻の所定の値未満の値である場合（Ｓ２１５→Ｙｅｓ）、ベース日照時間作成部１０２は、ベース日照時間ｈ１（ｎ）を日照時間定数とし（Ｓ２１６）、処理対象時刻ｎが最終時刻（つまり、予測対象日の翌日２３：３０）であるか否かを判定する（Ｓ２１７）。ステップＳ２１５、Ｓ２１６の処理は、例えば曇りなどで、取得日照時間の値が小さくなってしまい、計測誤差として無視された時刻に対しても推測可能とすることが目的である。
処理対象時刻ｎが最終時刻ではない場合（Ｓ２１７→Ｎｏ）、ベース日照時間作成部１０２は処理対象時刻ｎを３０分進め（Ｓ２１８）、ステップＳ２０１へ処理を戻す。
処理対象時刻ｎが最終時刻である場合（Ｓ２１７→Ｙｅｓ）、処理部１００は図３のステップＳ１０３へリターンする。

（適用例）
次に、図５および図６における適用例を参照して、本実施形態の効果を説明する。
図５は、比較例に係る日照時間の予測方法を用いて太陽光発電量の予測を行った結果であり、図５（ａ）は実績発電量（実線）と予測発電量（破線）とを示すグラフであり、図５（ｂ）は実績発電量に対する予測発電量の誤差を示す表である。すなわち、単位時間あたり０．１２ｋＷ／ｍ２未満の日射量が無視されたままの状態で太陽光発電量が予測された例である。

なお、図５（ａ）および図６（ａ）において、縦軸は発電量（ｋＷｈ）であり、横軸は時刻を示している。図５（ａ）および図６（ａ）では、０：３０〜２４：００まで３０分毎に実績発電量および予測発電量が４８点プロットされている。
まず、図５（ａ）を参照して、比較例における予測発電量を説明する。図５（ａ）において、前記したように、符号５０１（時刻５：３０）が日の出時刻であり、符号５０２（時刻１０：３０）の時刻において初めて日照時間が測定されている（最初の測定時刻）。そして、符号５０１から符号５０２の前の時刻（最初の測定時刻直前）（１０：００）までの間、実績発電量は上昇していっているのに対し、予測発電量は、「０」のままである。これは、前記したように、この時間における単位時間あたりの日射量（日照時間）が０．１２ｋｗ／ｍ^２未満であるため、計測誤差として無視されてしまった結果である。

そして、符号５０３の時刻（１７：００）において、最後の予測発電量が算出されている（つまり、最後の測定時刻）。また、符号５０４の時刻（１９：３０）において日の入となっている。そして、符号５０３の後の時刻（最後の測定時刻直後）から、符号５０４までのあいだ、実績発電量は「０」以上の値を示しているのに対し、予測発電量は「０」のままである。これも、この時間における単位時間あたりの日射量（日照時間）が０．１２ｋｗ／ｍ^２未満であるため、計測誤差として無視されてしまった結果である。

次に、図５（ｂ）を参照して、比較例における実績発電量と、予測発電量との誤差を説明する。誤差は以下の式（５）で算出されている。

Ｅｒ＝（（ｘｍ−ｘｅ）^２）^１／２ ・・・ （５）

ここで、Ｅｒは誤差を示し、ｘｍは実績発電量を示し、ｘｅは予測発電量を示している。
図５（ｂ）における上段は日の出（時刻５：３０，符号５０１）から最初の測定時刻（時刻１０：３０，符号５０２）の前の時刻（最初の測定時刻直前：すなわち、時刻１０：００）までの実績発電量に対する予測発電量の誤差を示している。
図５（ｂ）における下段は、最後の測定時刻（時刻１７：００，符号５０３）の後の時刻（最後の測定時刻直後：すなわち、時刻１７：３０）から、日の入（時刻１９：００）までの実績発電量に対する予測発電量の誤差を示している。
これらの誤差の平均は１８．５７１である。

図６は、本実施形態に係る日照時間の予測方法を用いて太陽光発電量の予測を行った結果であり、図６（ａ）は実績発電量（実線）と予測発電量（破線）とを示すグラフであり、図６（ｂ）は実績発電量に対する予測発電量の誤差を示す表である。
図６（ａ）および図６（ｂ）の表示は図５（ａ）および図５（ｂ）と同様であるので、説明を省略する。
図６（ａ）と図５（ａ）とを比較すると、符号５０１（日の出）から、符号５０２（最初の測定時刻）までの予測発電量において、図６（ａ）（本実施形態）の方が、より実績発電量に近い値を示していることがわかる。また、符号５０３（最後の測定時刻）から符号５０４（日の入）までの予測発電量も、図６（ａ）（本実施形態）の方が、より実績発電量に近い値を示していることがわかる。

また、図６（ｂ）と図５（ｂ）とを比較すると、図６（ｂ）（本実施形態）の方が、誤差が小さいことがわかる。図６（ｂ）に示す誤差の平均値は４．６０７であり、前記した図５（ｂ）の誤差の平均値（１８．５７１）よりも小さい。

なお、本実施形態では、予測対象を日照時間（単位時間あたりの日射量）としたが、単なる日射量など他の太陽光照射値としてもよい。
また、本実施形態では、予測周期を３０分としたが、１０分や、１時間など他の周期でもよい。
さらに、本実施形態では、未来の日照時間（単位時間あたりの日射量）を算出しているが、過去における日照時間の欠損値を推定してもよい。
また、本実施形態では、予報気象情報を外部装置である気象センタ装置８から取得しているが、予測装置１に備えられている図示しない入力部などを介して、ユーザによる手入力で予報気象情報が入力されてもよい。

本実施形態によれば、計測誤差として無視される日照時間が存在していても、日照時間の予測が可能となり、このような時間帯でも太陽光発電量の予測を行うことができる。
また、計測誤差として無視される日照時間が存在していても、太陽光発電量の予測を行うことができるため、３０分単位、１時間単位といった短周期の太陽光発電量の予測を行うことができる。
これにより、太陽光発電において、発電機の発電量予測精度を向上し、効率的な電力需給スケジュールの作成が可能となる。
また、本実施形態によれば、太陽光発電機が設置されていない地域において、その地域における太陽光発電量シミュレーションの精度を向上し、太陽光発電機の設置条件等の検討が容易となる。

１ 予測装置（太陽光発電情報算出装置）
２ ＧＷ装置
３ 気象情報取得装置
４ 情報管理装置
５ 系統情報取得装置
６ 情報配信装置
７ 太陽光発電システム
１１ ネットワーク
１２ Ｗｅｂ−ＬＡＮ
１３ 基幹ＬＡＮ
１４ 設備ＬＡＮ
１００ 処理部
１０１ 情報取得部
１０２ ベース日照時間作成部
１０３ 日照時間予測部（算出部）
１０４ 平滑化処理部
１０５ 予測発電量算出部
１０６ スケジュール部
２００ 記憶部
３００ 通信部
Ｚ 太陽光発電管理システム

Claims (7)

1. 太陽光発電における発電量の算出において、使用される情報を算出する太陽光発電情報算出装置における太陽光発電情報算出方法であって、
   前記太陽光発電情報算出装置は、
   欠損値を有する前記太陽光照射値を記憶部に格納しており、
   前記記憶部に格納されている気象情報を基に、欠損している太陽光照射値を算出する
   ことを特徴とする太陽光発電情報算出方法。
2. 前記太陽光照射値は、単位時間あたりの日射量である日照時間であり、
   前記太陽光発電情報算出装置は、
   式（１）を基に前記日照時間を算出する
   ことを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電情報算出方法。
   ｈ２（ｎ）＝ｒ×（Ｔ−Ｔｍｉｎ）＋ｈ１（ｎ） ・・・ （１）
   ここで、ｎは算出対象時刻、ｈ２（ｎ）は算出される日照時間、ｒは予め設定されている気温補正係数、Ｔは前記気象情報に含まれる、算出対象時刻における平均気温、Ｔｍｉｎは前記気象情報に含まれる、算出対象日の最低気温、ｈ１（ｎ）は、前記欠損している日照時間に対して、予め設定されている日照時間定数である。
3. 前記太陽光照射値算出装置は、
   前記算出された太陽光照射値を基に、太陽光発電装置における発電量を算出する
   ことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の太陽光発電情報算出方法。
4. 前記太陽光照射値算出装置は、
   前記気象情報を送信している外部装置から、前記気象情報を取得する
   ことを特徴とする請求項１から請求項３のいずれか一項に記載の太陽光発電情報算出方法。
5. 前記気象情報は、将来の予報気象情報であり、
   前記太陽光照射値は、将来の予測値である
   ことを特徴とする請求項１から請求項４のいずれか一項に記載の太陽光発電情報算出方法。
6. 太陽光発電における発電量の算出において、使用される太陽光照射値を算出する太陽光発電情報算出装置であって、
   欠損値を有する前記太陽光照射値と、気象情報とを格納している記憶部と、
   前記気象情報を基に、欠損している太陽光照射値を算出する算出部、
   を有することを特徴とする太陽光発電情報算出装置。
7. 前記太陽光照射値は、単位時間あたりの日射量である日照時間であり、
   前記算出部は、
   式（２）を基に前記日照時間を算出する
   ことを特徴とする請求項６に記載の太陽光発電情報算出装置。
   ｈ２（ｎ）＝ｒ×（Ｔ−Ｔｍｉｎ）＋ｈ１（ｎ） ・・・ （２）
   ここで、ｎは算出対象時刻、ｈ２（ｎ）は算出される日照時間、ｒは予め設定されている気温補正係数、Ｔは前記気象情報に含まれる、算出対象時刻における平均気温、Ｔｍｉｎは前記気象情報に含まれる、算出対象日の最低気温、ｈ１（ｎ）は、前記欠損している日照時間に対して、予め設定されている日照時間定数である。

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